Veröffentlichung

Informationen zur Veröffentlichung vor der Jahres­auktion und der Entgeltperiode

Veröffentlichung der Open Grid Europe GmbH gemäß Netzkodex über harmonisierte Fernleitungs­entgelt­strukturen (Verordnung (EU) 2017/460)

Informationen zur Veröffentlichung vor der Jahresauktion für das Tarifjahr 2023

Art. 29 a)

Informationen zu festen Standardprodukten (Reservepreise, Multiplikatoren, saisonale Faktoren etc.)

Link auf die OGE Preisblattübersichten für die Kapazitätsvermarktung im Marktgebieten Trading Hub Europe

Zur Begründung für die Höhe der Multiplikatoren verweist OGE auf den Beschlussentwurf der Bundesnetzagentur BK9-21/612 (Festlegung „MARGIT 2023“).

Art. 29 b)

Informationen zu unterbrechbaren Standardprodukten (Reservepreise und eine Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung)

Link auf die OGE Preisblattübersichten für die Kapazitätsvermarktung im Marktgebiete Trading Hub Europe

Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-21/612 (Festlegung „MARGIT 2023“) die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität festgelegt. Die Methodik zur Berechnung dieser Abschläge wird in Abschnitt 6 des Festlegungsentwurfs MARGIT 2023 beschrieben. 

Die Daten zur Berechnung der Abschläge wurden im Rahmen der Konsultation der Festlegung MARGIT veröffentlicht.

Die Methodik zur Berechnung des Abschlags für unterbrechbare Kapazität an anderen als Kopplungspunkten, unter anderem Speicherpunkten, hat die Bundesnetzagentur im Beschluss BK9-18/608 (Festlegung „BEATE 2.0“, Abschnitt 3.2) festgelegt.

Die Erläuterungen und die Formel zur Berechnung der Unterbrechungswahrscheinlichkeit gem. Beschluss "BEATE 2.0" finden sich am Ende der Seite zum Download.

Informationen zur Veröffentlichung vor der nächsten Tarifperiode für das Jahr 2023

Art. 30 (1) a)

Informationen zu den in der angewandten Referenzpreismethode verwendeten Parametern

Alle genutzten Eingangsparameter (insb. Kapazitätsprognosen) sind im vereinfachtem Entgeltmodell enthalten.

Art. 30 (1) a) i)

die technische Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen

Diese Angabe ist für das Briefmarkenmodell ohne Relevanz, da es sich hierbei um keinen Eingangsparameter für die Referenzpreismethode handelt.

Art. 30 (1) a) ii)

die prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen

Prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Einspeisepunkten im Trading Hub Europe-Marktgebiet: 177.615.334 kWh/h

Prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ausspeisepunkten im Trading Hub Europe-Marktgebiet: 361.246.019 kWh/h

Zugrundeliegendes Kapazitätsgerüst

Die Ermittlung der Netzentgelte erfolgt unter Anwendung einer Prognose der im Kalenderjahr 2023 gebuchten Kapazitäten unter Anwendung der folgenden Methode. Hierbei wurden die folgenden Gruppen von Übergabepunkten unterschieden:

A) Grenzübergangspunkte sowie Speicher- und Netzanschlusspunkte:

Die punkt- und richtungsscharfe Prognose der Höhe der Transportbuchungen (inkl. der Verteilung auf die unterschiedlichen Kapazitätsprodukte und Vertragslaufzeiten) erfolgte auf Basis verschiedener Eingangsparameter (u. a. Transportbuchungen und Allokationen) mit Hilfe von Zeitreihenanalysen. Hierbei wurde auch die aktuelle geopolitische Situation berücksichtigt.

B) Virtual Interconnection Points (VIP)

Die Ermittlung der Kapazitätsprognose erfolgt nach den Regeln des Art. 22 NC TAR.

C) Interne Bestellungen:

Basis des Kapazitätsgerüsts für Ausspeisezonen und Netzkopplungspunkte zu nachgelagerten Netzbetreibern sind die zum Stichtag 18.11.2022 bei der OGE vorliegenden Langfristprognosen der nachgelagerten Netzbetreiber für den Zeitraum vom 01.01.2023 bis 01.01.2024.

Art. 30 (1) a) iii)

die Menge und Richtung des Gasflusses an Ein- und Ausspeispunkten und die damit verbundenen Annahmen, wie z.B. Angebots- und Nachfrageszenarien für den Gasfluss zu Spitzenzeiten

Diese Angabe ist für das Briefmarkenmodell ohne Relevanz, da es sich hierbei um keinen Eingangsparameter für die Referenzpreismethode handelt.

Art. 30 (1) a) iv)

eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstruktur

Diese Angabe ist für das Briefmarkenmodell ohne Relevanz, da es sich hierbei um keinen Eingangsparameter für die Referenzpreismethode handelt.

Art. 30 (1) a) v)

zusätzliche technische Informationen zum Fernleitungsnetz, wie Länge und Durchmesser der Pipelines und Leistung der Verdichterstationen

Diese Angabe ist für das Briefmarkenmodell ohne Relevanz, da es sich hierbei um keinen Eingangsparameter für die Referenzpreismethode handelt.

Art. 30 (1) b) i)

Informationen zu den zulässigen Erlösen

Die prognostizierten zulässigen Erlöse der OGE für 2023 betragen:

1.445.485.304 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Art. 30 (1) b) ii)

Informationen zu den Änderungen der zulässigen Erlöse

Prognostizierte Erlösobergrenze 2022 zum Zeitpunkt der Entgeltbildung (25.05.2021):

929.456.870 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Prognostizierte Erlösobergrenze 2023 zum Zeitpunkt der Entgeltbildung (25.11.2022):

1.445.485.304 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Änderung:
+516.028.434 € im Marktgebiet Trading Hub Europe Die Veränderung der Erlösobergrenze des Jahres 2023 gegenüber der Erlösobergrenze des Jahres 2022 ist auf das neue Basisjahr 2020 sowie einem deutlichen Anstieg der volatilen Kosten (insbesondere Treibenergie) in Folge der geopolitischen Lage und den Auswirkungen auf den europäischen Energiemarkt zurückzuführen.

Art. 30 (1) b) iii) (1)

Informationen zu den folgenden Parametern: Typen des regulierten Anlagevermögens und ihr Gesamtwert

Gesamtwert des regulierten Anlagevermögens:

3.808.177.141 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Entspricht dem kalkulatorischen Anlagevermögen des Ausgangsniveaus für die 4. Regulierungsperiode (Basisjahr 2020); enthält nicht die Werte des Anlagevermögens für Investitionsmaßnahmen (§ 23 ARegV), welche über das Jahr 2022 hinaus genehmigt sind. Ebenso wird das Anlagevermögen aus dem Kapitalkostenabgleich nach § 10a ARegV nicht berücksichtigt. Anteilige Werte an Leitungsgesellschaften und gepachteten Leitungen sind berücksichtigt worden.

Art. 30 (1) b) iii) (2)

Kapitalkosten und Methode zu ihrer Berechnung

Kapitalkosten des Kostenbasisjahres 2020:

300.579.649 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Die Methode zur Berechnung der Kapitalkosten ist in §§ 6-8 GasNEV festgelegt.

Kapitalkosten inkl. Anteile an Leitungsgesellschaften und gepachteter Leitungen.

Art. 30 (1) b) iii) (3)

a) Methoden zur Bestimmung des Anschaffungswerts der Vermögensgegenstände
b) Methoden zur Neubewertung der Vermögensgegenstände
c) Erläuterungen zur Entwicklung des Vermögenswertes

d) Abschreibungszeiträume und -beträge für jede Art von Vermögen

Die Investitionsausgaben bestimmen sich nach den Anschaffungs- und Herstellungskosten des Anlagegutes.

a) Anschaffungswerte der Vermögensgegenstände werden auf Grundlage der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten gem. deutschem Handelsrecht (HGB) bestimmt.

b) Nach GasNEV findet grundsätzliche keine Neubewertung der Vermögensgegenstände statt, die ab 2006 investiert wurden. Für Investitionen, welche vor 2006 getätigt wurden, werden gemäß der in § 6a GasNEV festgelegten Indexreihen anteilig Tagesneuwerte ermittelt.

c) Die Anlagegüter werden nach § 6 Abs. 5 GasNEV linear abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer ist in Anlage 1 GasNEV vorgegeben.

d) Abschreibungszeiträume und -beträge für Anlagetypen für im Basisjahr 2020 bewertete Bestandsanlagen:

I.   Allgemeine Anlagen: 3-70 Jahre (keine Abschreibung für Grundstücke), Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 28.611.359 €

II.  Gasbehälter: 45-55 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 0 €

III. Erdgasverdichteranlagen: 20-60 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 51.858.065 €

IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen: 30-65 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 88.381.006 €

V.  Mess-, Regel- und Zähleranlagen: 8-60 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 8.676.745 €

VI. Fernwirkanlagen: 15-20 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 3.019.531 €

Summe: 180.546.706 €

Entspricht den im Ausgangsniveau für die 4. Regulierungsperiode (Basisjahr 2020) enthaltenen Abschreibungen; enthält nicht die Werte des Anlagevermögens für Investitionsmaßnahmen (§ 23 ARegV), welche über das Jahr 2022 hinaus genehmigt sind. Ebenso wird das Anlagevermögen aus dem Kapitalkostenabgleich nach §10a ARegV nicht berücksichtigt.

Anteilige Werte an Leitungsgesellschaften und gepachteten Leitungen sind berücksichtigt worden.

Art. 30 (1) b) iii) (4)

Betriebskosten

854.635.615 € im Marktgebiet Trading Hub Europe

Art. 30 (1) b) iii) (5)

Anreizmechanismen und Effizienzziele

Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber unterliegen dem System der Anreizregulierung gemäß den Vorgaben der ARegV, §§ 12-16 regeln hierbei Anreizmechanismen und Effizienzziele.

Der Erlösobergrenze eines Netzbetreibers, die für die Regulierungsperiode (5 Jahre) bestimmt wird, liegen die Kosten zu Grunde, welche im Basisjahr (Jahr 3 vor der neuen Regulierungsperiode) beim Netzbetreiber entstanden und von der Regulierungsbehörde geprüft sind. Des Weiteren wird ein Effizienzvergleich zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführt und auf Basis deren Aufwands- und Strukturparameter unternehmensindividuelle Effizienzwerte ermittelt. Etwaige Ineffizienzen sind über die Dauer einer Regulierungsperiode abzubauen.

Ebenfalls berechnet die Regulierungsbehörde einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, der für alle Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich zur Anwendung kommt.

Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für die dritte Regulierungsperiode wurde auf 0,49% festgelegt. Da für die vierte Regulierungsperiode noch kein finaler Wert durch die BNetzA ermittelt wurde, wurde eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen.

Zum Zeitpunkt der Entgeltberechnung lag noch kein finaler individueller Effizienzwert von OGE vor und es wurde eine Fortschreibung des bisherigen individuellen Effizienzwertes von 100 % vorgenommen.

Art. 30 (1) b) iii) (6)

Inflationsindizes

Der zur Bestimmung der zulässigen Erlöse 2023 verwendete Inflationsindex (t-2) beträgt: VPI 2021: 109,1 (+3,3 ggü. Vorjahr)

Art. 30 (1) b) iv)

die Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen

Prognostizierte zulässige OGE-Erlöse aus Fernleitungsentgelten 2023 betragen: 1.229.474.098 €.

Art. 30 (1) b) v)

Die folgenden Kennzahlen für die Erlöse gemäß Ziffer iv:
 

(1) Kapazitäts-/Arbeits-Aufteilung, d.h. Aufschlüsselung der Erlöse nach Kapazitäts- und Arbeitsentgelten
(2) Entry-Exit-Split, d.h. Aufschlüsselung der Erlöse nach kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Einspeisepunkten und kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Ausspeisepunkten
(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung d.h. Aufschlüsselung der gemäß Artikel 5 berechneten Erlöse an Ein- und Ausspeispunkten nach Erlösen für die systeminterne Netznutzung und Erlösen für die systemübergreifende Netznutzung.

(1) OGE bietet ausschließlich Leistungsentgelte an. Insoweit beträgt der Anteil der Leistungsentgelte 100%.

(2) Entry-Exit-Split:
33,0 % Einspeisung 
67,0 % Ausspeisung

(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung:
85,9 % Systeminterne Nutzung (2.791.717.951 €) 14,1 % Systemübergreifende Nutzung (457.616.008 €)

Im Zusammenhang mit der Konsultation nach Art. 26 NC TAR wurde der Kostenzuweisungstest von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchgeführt. Die Ergebnisse einschließlich einer Bewertung wurden im Wege der Festlegungsverfahren REGENT für das Marktgebiet Trading Hub Europe (BK9-19/610) auf den Internetseiten der BNetzA veröffentlicht.

Art. 30 (1) b) vi)

sofern und soweit der Fernleitungsnetzbetreiber in einem Regulierungssystem ohne Preisobergrenze tätig ist, die folgenden Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode:

 
(1) die tatsächlich erzielten Erlöse, die Unter- oder Überdeckung der zurlässigen Erlöse und der dem Regulierungskonto sowie etwaigen Unterkonten dieses Regulierungskontos zugewiesene Anteil
(2) der Ausgleichszeitraum und die angewandten Anreizmechanismen

(1) Tatsächliche erzielte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2021: 943.488.688 €

Fernleitungsdienstleistungen: 769.776.797 €

Systemdienstleistungen: 173.711.891 €

Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2021: 9.276.210 €  (Mehrerlös)

Überdeckung des Regulierungskontos zum 31.12.2021: +145.621.122 € (Mehrerlös)

(2) Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2021 wird zum 31.12.2022 festgestellt, beantragt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über drei Kalenderjahre ausgeglichen. Die Verteilung beginnt jeweils im übernächsten Jahr nach Antragstellung.

Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht.

Art. 30 (1) b) vii)

die beabsichtigte Nutzung des Auktionsaufschlags

Auktionserlöse werden auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren, in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird.

Entsprechend den Ausführungen der BNetzA im Beschluss BK9-22/615 (REGENT-Neuberechnung 2023) werden davon abweichend die bereits erzielten Auktionsaufschläge für das Jahr 2023 entgeltmindernd angesetzt, sofern nicht von einer Kündigung der entsprechenden Kapazitätsverträge ausgegangen wird.

Art. 30 (1) c)

Die folgenden Informationen zu Fernleitungs- und System-dienstleistungsentgelten zusammen mit den einschlägigen Informationen zu ihrer Berechnung

Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Festlegung REGENT 2021 die Anwendung einer Briefmarke im Marktgebiet Trading Hub Europe bestimmt. Hiernach sind die Erlöse aus Fernleitungsentgelten durch die für das Kalenderjahr prognostizierten Kapazitäten der Ein- und Ausspeisepunkte zu dividieren.

Art. 30 (1) c) i)

soweit angewandt, Arbeitsentgelte gemäß Artikel 4 Absatz 3

Die OGE wendet keine Arbeitsentgelte an.

Art. 30 (1) c) ii)

soweit angewandt, Systemdienstleistungsentgelte für Systemdienstleistungen gemäß Artikel 4 Absatz 4

Zu den Systemdienstleistungen gem. Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung INKA) zählen der Messstellenbetrieb, die Messdienstleistung, die Biogasumlage nach §20b GasNEV, die Marktraumumstellungslage nach §19a Abs. 1 EnWG sowie das Nominierungsersatzverfahren nach §15 Abs. 3 GasNZV. Die Tarife für die Systemdienstleistungen mit Gültigkeit ab dem 01.01.2023 finden sich in den veröffentlichten Preisblättern.

Berechnung Biogasumlage

Nach Tenorziffer 6 der Festlegung REGENT 2021 ist die Biogasumlage nach § 20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Biogasumlage ist ebenfalls dort und in § 7 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 12.08.2022 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2023 in Höhe von 215,5 Mio. € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2023 in Höhe von 308.640.666 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,6983 €/(kWh/h)/a.

Berechnung Marktraumumstellungsumlage

Nach Tenorziffer 5 der Festlegung REGENT 2021 ist die Marktraumumstellungsumlage nach § 19a Abs. 1 EnWG als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Marktraumumstellungsumlage ist ebenso dort und in § 10 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 12.08.2022 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2023 in Höhe von 232,9 Mio. € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2023 in Höhe von 308.640.666 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,7547 €/(kWh/h)/a.

Berechnung Messentgelt

Entgelte für Messdienstleistung und Messstellenbetrieb werden an den Netzanschlusspunkten erhoben, für die OGE die entsprechenden Marktrollen einnimmt. Das Entgelt für Messstellenbetrieb inkludiert die Messung. Das Entgelt für Messstellenbetrieb bemisst sich nach einem einheitlichen Entgelt pro buchbaren Punkt zuzüglich eines Entgelts für jeden dem buchbaren Punkt zugeordneten Gaszähler. Das Entgelt für Messstellenbetrieb berechnet sich somit wie folgt:

Entgelt Messstellenbetrieb = Entry buchb. Punkt + (Entgelt pro Gaszähler x Anzahl Gaszähler)

Das Entgelt pro Gaszähler und das Entgelt pro buchbaren Punkt sind im Anhang des zum 01.01.2023 gültigen Preisblatts aufgeführt. Die Multiplikatoren für unterjährige Kapazitätsbuchungen finden auf das Entgelt für Messstellenbetrieb keine Anwendung.

Art. 30 (1) c) iii)

die Referenzpreise und sonstige Preise für andere Punkte als die in Artikel 29 genannten Punkte

Die Entgelte für IB- und Letztverbraucher-Ausspeisepunkte entsprechen den Entgelten der Briefmarke im Marktgebiet Trading Hub Europe. Dies entspricht der Entgeltberechnungsmethode, die die Bundesnetzagentur in dem Beschluss REGENT festgelegt hat. Für die Briefmarkenermittlung der Kopplungspunkte fließen die Summe der prognostizierten Kapazitätsbuchungen für alle Ein- und Ausspeisungspunkte sowie die Erlösobergrenze und der Entry/Exit-Split im Kalenderjahr t in die Berechnung ein. Der Referenzpreis sowie sonstige Bestandteile können dem aktuellen Preisblatt entnommen werden.

Art. 30 (2) a) i)

Eine Erläuterung des Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art von Fernleitungsdienstleistung zwischen der laufenden Entgeltperiode und der Entgeltperiode für die die Informationen veröffentlicht werden.

Die Briefmarke des Marktgebiets Trading Hub Europe erhöht sich im Jahr 2023 im Vergleich zum einheitlichen Entgelt in 2022 um 2,52 €/(kWh/h)/a. Diese Änderung basiert auf regelmäßigen Entgeltanpassungen unter Berücksichtigung von Veränderungen der Eingangsparameter Erlösobergrenzen und Kapazitätsprognosen der beteiligten Fernleitungsnetzbetreiber. Die deutlichen Änderungen im Vergleich zum Briefmarkenentgelt 2022 sind insbesondere auf die geopolitische Situation zurückzuführen. So wurde bei der Kapazitätsprognose von einem stark angepassten Buchungsverhalten des Marktes ausgegangen. Zudem führen die Verwerfungen am europäischen Erdgasmarkt mit stark gestiegenen Energiepreisen sowie geänderten Flüsse im deutschen Fernleitungsnetz zu einem deutlichen Anstieg der volatilen Kosten (insbesondere Treibenergie).

Art. 30 (2) a) ii)

Eine Erläuterung des geschätzten Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungsdienstleistung zwischen der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden und jeder Entgeltperiode der restlichen Regulierungsperiode.

Siehe Anlage

Zur Erfüllung der Veröffentlichungspflicht wurde analog zum bisherigen Vorgehen der BNetzA (vgl. Anlage 5 der Festlegung REGENT 2021) die Entwicklung der Entgelte bis zum Ende der Regulierungsperiode indikativ prognostiziert. Hiernach wäre mit einem Anstieg des Entgeltes im Jahr 2024 zu rechnen. Hierbei ist darauf hinzuweisen, dass Berechnungen von aktuell nur sehr schwer zu prognostizierenden Annahmen abhängig sind. Entsprechend sind die Berechnungen als rein indikativ zur Erfüllung der Veröffentlichungspflichten anzusehen.

Für die Inflation wurde auf die von der BNetzA genannten Werte im Dokument „Hinweise für Fernleitungsnetzbetreiber zur Veröffentlichung von Entgelten gemäß Art. 29, 31 und 32 der Verordnung (EU) Nr. 2017/460“ abgestellt. Weiterhin wurde für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor nach § 9 ARegV eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen, da die BNetzA für die vierte Regulierungsperiode noch keinen finalen Wert ermittelt hat.

Weitere Annahmen zur Entwicklung der prognostizierten Kapazitäten sowie der jährlichen Entwicklung der zulässigen Erlöse können direkt vom Anwender im Modell getroffen werden.

Art. 30 (2) b)

Informationen zum im Tarifjahr 2023 verwendeten Referenzpreismodell inkl. vereinfachtem Entgeltmodell

Art. 30 (3)

Informationen für nicht maßgebliche Punkte

Die prognostizierten Kapazitäten für diejenigen Punkte, die nicht zu den maßgeblichen Punkten gem. Anhang 1 Nummer 3.2 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gehören, sind in der prognostizierten Kapazität gem. Art. 30 (1) a) ii) bereits enthalten.

Downloads

Festlegung „MARGIT 2022" und 
"MARGIT 2023“

Marktinformation / pdf / 1.06 MB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-21/612

Festlegung „MARGIT 2023“ vom 02.06.2022

Marktinformation / pdf / 574.77 KB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-20/612

Festlegung „MARGIT 2022“ vom 27.05.2021

Marktinformation / xlsx / 8.56 MB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-18/612 - Methodik zur Berechnung der Abschläge

gem. Abschnitt 5 der Festlegung „MARGIT“

Festlegung „BEATE 2.0“

Marktinformation / pdf / 436.51 KB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-20/608

Festlegung „BEATE 2.0 vom 16.10.2020

Marktinformation / pdf / 508.00 KB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-18/608

Festlegung „BEATE 2.0“

REGENT-Festlegungen

Marktinformation / pdf / 2.19 MB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-19/610

Festlegung „REGENT 2021

Marktinformation / pdf / 3.07 MB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-18/610-NCG

über die Referenzpreismethode im Marktgebiet Net Connect Germany

Marktinformation / pdf / 2.57 MB

Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-18/611-GP

über die Referenzpreismethode im Marktgebiet Gaspool

Weitere

Marktinformation / pdf / 258.75 KB

Veröffentlichung der Open Grid Europe GmbH gemäß Netzkodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen

Art. 29 und 30 Verordnung (EU) 2017/460 (Network Code Tariffs)

Marktinformation / xlsx / 26.59 KB

Anlage zur Veröffentlichung

nach Art. 30 (2) a) ii) und Art. 30 (2) b) (EU) 2017/460 (Network Code Tariffs)